способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, перевод части добывающих скважин в нагнетательные и закачку воды через нагнетательные скважины в циклическом режиме, отличающийся тем, что формируют водяной слой в нижней части залежи, для чего период закачки воды выбирают из следующего соотношения:

T₁=LF₁/(Q-F₂к₂ g/ ),

где T₁ - период закачки воды;

L - расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами;

F₁, F₂ - площади фильтрации по горизонтали и вертикали соответственно;

Q - приемистость нагнетательной скважины;

к₂ - фазовая проницаемость пласта для воды по вертикали;

- разность плотностей воды и нефти;

g - ускорение силы тяжести;

- динамическая вязкость воды,

а период перерыва в закачке воды выбирают из следующего соотношения:

Т₂=h /2к₂ g,

где Т₂ - период перерыва в закачке воды;

h - толщина пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке сложнопостроенных нефтяных залежей.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающей отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины (Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, М., 1970).

Известный способ не позволяет достичь высокой нефтеотдачи залежи вследствие быстрого обводнения добываемой продукции.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающей отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов, М., 1985).

Известный способ по сравнению с предшествующим позволяет извлекать повышенное количество нефти из залежи. Однако интегральный эффект от применения такой технологии определяется в основном процессом капиллярного обмена жидкостями между слоями различной проницаемости, что не всегда обеспечивает эффективную разработку месторождения.

Известны способы разработки нефтяной залежи, в которых закачку попутной девонской воды осуществляют в циклическом режиме, например 5-7 месяцев нагнетания, 5-7 месяцев остановка (пат. РФ 2065935), либо определяют продолжительность закачки воды в зависимости от скоростей перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза (пат. РФ 2132939), либо время цикла закачки задают из расчета, при котором пластовое давление в высокопроницаемой зоне пласта не превышало давления в малопроницаемой зоне пласта (пат. РФ 2142556).

Наиболее близким к изобретению по технической сущности относится способ разработки нефтяной залежи, включающей отбор нефти через добывающие скважины, последующий перевод части добывающих скважин в нагнетательные и закачку воды через нагнетательные скважины в циклическом режиме (пат. РФ 2061179). При этом закачку воды производят с остановками: 10-20 суток закачка, 10-20 суток остановка.

Основной недостаток известных способов является то, что при этом не учитывается движение пластовой жидкости под действием гравитационных сил.

Цель данного изобретения - учитывать при определении периода закачки воды и периода перерыва в закачке воды движение пластовой жидкости под действием гравитационных сил, что позволит увеличить безводную и конечную нефтеотдачу.

Увеличению нефтеотдачи способствует гравитационная сегрегация воды и нефти в период остановки, что обеспечивает предотвращение раннего прорыва воды в добывающие скважины и формирование водяного слоя в нижней части нефтяной залежи и более полный охват воздействием.

Поставленная цель достигается за счет использования способа разработки нефтяной залежи, включающей отбор нефти через добывающие скважины, перевод части добывающих скважин в нагнетательные и закачку воды через нагнетательные скважины в циклическом режиме. При этом период закачки воды выбирают из следующего соотношения:

T₁=LF₁/(Q-F₂к₂ g/ ),

где T₁ - период закачки воды, L - расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами, F₁, F₂ - площадь фильтрации по горизонтали и вертикали соответственно, Q - приемистость нагнетательной скважины, к₂ - фазовая проницаемость пласта для воды по вертикали, - разность плотностей воды и нефти, g - ускорение силы тяжести, - динамическая вязкость воды, а период перерыва в закачке воды выбирают из следующего соотношения:

Т₂=h /2к₂ g,

где Т₂ - период перерыва в закачке воды, h - толщина пласта, м. Остальные обозначения см. выше.

Период закачки воды выбирается следующим образом:

При нагнетании воды в реальный пласт вода движется по двум направлениям - по горизонтали - под действием перепада давления между нагнетательной и добывающей скважинами - и по вертикали - под действием силы тяжести. Предельное время закачки определяется из условия достижения вектора скорости нижней части фильтра добывающей скважины.

Площадь фильтрации F₁ и F₂ при радиальном вытеснении определяется с учетом изменения площади фильтрации во времени по известным расчетньм формулам.

Период перерыва в закачке воды выбирается из следующих соображений:

После остановки закачки уровень воды будет иметь наклон от максимальной величины у забоя скважины, где он равен вскрытой толщине пласта, до нулевого - у забоя добывающей скважины. Затем под действием силы тяжести и в соответствии с законом сообщающихся сосудов будет происходить перераспределение воды до тех пор, пока линия раздела не станет горизонтальной. В первом приближении можно считать, что половина воды, находящаяся в районе нагнетательной скважины, будет фильтроваться вниз, а другая часть - вверх.

Пример. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими показателями:

вязкость воды в пластовых условиях 1 мПа с;

расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами 300 м;

работающая толщина пласта 1 м.

Выбирают участок разработки площадью 54 га. На участке находятся 6 добывающих скважин и 3 нагнетательные скважины. Для закачки используют воду плотностью 1,07 г/см³.

Закачку проводят в циклическом режиме, определяемом по заявляемым формулам.

Результаты приведены в таблице.